Prezentacja programu PowerPoint

Wyniki finansowe Grupy PGNiG
za I kwartał 2016 roku
9 maja 2016 r.
1. Czynniki wpływające na wynik finansowy
2. Podstawowe wyniki finansowe 1Q 2016
3. Segmentowe ujęcie EBITDA GK PGNiG
Agenda
4. Wyniki finansowe w poszczególnych segmentach działalności
Poszukiwanie i Wydobycie
Obrót i Magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
5. Koszty operacyjne
6. Program Poprawy Efektywności
7. Załączniki
Czynniki wpływające na wynik finansowy
Zauważalny wpływ redukcji
taryf na przestrzeni ostatnich
okresów na cenę sprzedaży
gazu. W 1Q 2016 obniżenie
średniej regulowanej ceny
o 11% R/R
9-miesięczna średnia cen ropy spadła
w 1Q 2016 o 44% R/R i o 6% Q/Q
Wzmocnienie USD i EUR wobec PLN R/R
PLN
USD/bbl
4,5
4,36
96
100
4,19
+4,1%
-44%
3,96
4,0
3,73
80
+6,2%
54
60
52
3,5
40
3,0
04'14
06'14
09'14
12'14
03'15
06'15
09'15
12'15
34
-37%
3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD
Średni kwartalny kurs USD/PLN
Średni kwartalny kurs EUR/PLN
20
04'14
03'16
9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD
06'14
09'14
12'14
03'15
06'15
09'15
12'15
03'16
Średnia taryfa na paliwo gazowe w Polsce i cena gazu na TGE
PLN/MWh
120
117
115
112
110
Uwagi:
•
•
Cena na wykresie agreguje sprzedaż po
cenach taryfowych PGNiG SA i PGNiG OD
do klientów w Polsce. Nie obejmuje
transakcji na TGE, wpływu rabatów i
sprzedaży gazu bezpośrednio ze złóż.
Dominujące pod względem wolumenu
terminy kontraktów gazowych na TGE i
innych giełdach gazu to kwartał, sezon
(lato/zima) i rok gazowy. Rynek spotowy
pełni funkcję uzupełniającą.
3
106
105
102
100
90
80
70
60
TGE (rynek dnia następnego)
50
01'14
02'14
04'14
05'14
07'14
08'14
09'14
Średnia taryfa na paliwo gazowe w Polsce Grupy PGNiG
11'14
12'14
02'15
03'15
05'15
06'15
08'15
09'15
11'15
12'15
02'16
03'16
Podstawowe wyniki finansowe 1Q 2016
Istotny wpływ spadku ceny
surowców, liberalizacji rynku
gazu i Programu Poprawy
Efektywności na wyniki
operacyjne
1Q2015
1Q2016
%
12 495
10 980
(12%)
(10 169)
(8 587)
(16%)
EBITDA
2 326
2 393
3%
Amortyzacja
(664)
(672)
1%
EBIT
1 662
1 721
4%
(72)
48
1 244
1 386
[mln PLN]
Przychody ze sprzedaży
Koszty operacyjne (bez amortyzacji)
Wynik na działalności finansowej
Zysk netto
•
Kurs akcji PGNiG w 1Q16
•
Spadek amortyzacji R/R o 20 mln w
Norwegii ze względu na przeszacowanie
zasobów na złożu Skarv.
•
Przychody ze sprzedaży ropy naftowej
i kondensatu niższe o 120 mln PLN w 1Q16
pomimo zwiększonego o 15% R/R
wolumenu sprzedaży, sięgającym 398 tys.
ton. Decydujący wpływ miał spadek cen
ropy o ponad 40% R/R.
W 1Q15 zawiązanie rezerwy na PDO w
Dystrybucji na kwotę 96 mln PLN
(rozwiązanie w 2Q15). Brak zawiązania
rezerwy w 1Q16.
•
50 mln PLN zysku w 1Q16 vs 37 mln PLN
straty w 1Q15 z tytułu różnic kursowych na
denominowanym w USD kredycie RBL
(reserve based loan).
•
Koszt sprzedanego gazu niższy o 15%,
czyli 1,2 mld PLN R/R.
•
•
Pomijalny wpływ rozliczenia w formule net
proceeds (netto) gazu katarskiego w 1Q16
(rozliczone 2 dostawy).
3 mln PLN straty w 1Q16 vs 92 mln PLN
straty w 1Q15 z wyceny zabezpieczenia
euroobligacji ze względu na umocnienie
EUR wobec PLN.
PLN
5,6
•
5,4
5,2
5
4,8
4,6
4,4
PGNiG
4,2
2016-01-04
4
2016-02-02
WIG20
2016-03-01
2016-03-31
Przychody
ze
sprzedaży
gazu
wysokometanowego (E) niższe R/R o 1,7
mld PLN, (8,6 mld PLN w 1Q16), przy
wolumenie sprzedaży rosnącym R/R o 0,3
mld m3 do 7,6 mld m3.
11%
Segmenty – EBITDA 1Q 2016
Poszukiwanie i Wydobycie
•
Obniżenie przychodów ze sprzedaży ropy
i kondensatu o 120 mln PLN R/R (-25%).
Obrót i Magazynowanie
•
Niższe jednostkowe koszty zakupu gazu.
•
Częściowe odwrócenie odpisu na zapasie
gazu w 1Q16 na +165 mln PLN (saldo odpisu
na koniec 1Q16 wyniosło 88 mln PLN).
1Q2015
1Q2016
%
Udział w wyniku GK
Poszukiwanie i Wydobycie
878
619
(29%)
26%
Obrót i Magazynowanie
619
660
7%
28%
Dystrybucja
521
758
45%
32%
Wytwarzanie
310
362
17%
15%
(2)
(5)
x2,5
2 326
2 393
3%
[mln PLN]
Pozostałe, eliminacje
Dystrybucja
Razem
•
Wzrost wolumenu o 7% R/R.
•
W 1Q15 zawiązanie rezerwy na Program
Dobrowolnych Odejść w kwocie 96 mln PLN.
Wzrost EBITDA Grupy PGNiG 1Q2016 vs 1Q2015
Wytwarzanie
•
Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła i Ee
przy zmniejszonych kosztach zakupu paliw.
mln PLN
2500
+237
-3
Udział segmentów w wyniku EBITDA GK PGNiG
+41
2000
Wytwarzanie
1Q 2016
Poszukiwanie
i Wydobycie
15%
26%
+52
-259
1500
13% 1Q
2 393
2 326
2015
1000
38%
22%
500
27%
Dystrybucja
31%
Obrót i
Magazynowa
nie
28%
5
0
1Q 2015
PiW
OiM
Dystrybucja
Wytwarzanie
Pozostałe
1Q 2016
Segment – Poszukiwanie i Wydobycie
Negatywny wpływ niskich
notowań ropy naftowej
ograniczony przez wzrost
wolumenu sprzedaży
1Q2015
1Q2016
%
Przychody ze sprzedaży
1 217
1 045
(14%)
Koszty operacyjne (bez amortyzacji)
(339)
(426)
25%
878
619
(30%)
(317)
(286)
(9%)
561
333
(41%)
[mln PLN]
EBITDA
Amortyzacja
EBIT
Komentarz:
•
•
•
•
•
Zmniejszenie przychodów ze sprzedaży
ropy naftowej i kondensatu (R/R o 120 mln
PLN) przy spadającej o ponad 40% cenie
ropy wyrażonej w PLN oraz 15% wzroście
wolumenu sprzedaży do 398 tys. ton.
Niewielki spadek przychodów segmentu z
usług geofizycznych i wiertniczych o 6 mln
PLN, do 95 mln PLN.
Spisane odwierty negatywne i sejsmika:
-46 mln PLN w 1Q16 (3 odwierty) wobec -2
mln PLN w 1Q15.
Stabilne wydobycie gazu ziemnego oraz niższe ropy naftowej w I kwartale 2016 R/R
mld m3
tys. ton
1,6
600
1,2
1,2
1,1
1,1
1,1
386
310
0,4
W 2016 roku prognozuje się wydobycie
gazu ziemnego na poziomie 4,7 mld m3
oraz 1,2 mln ton ropy naftowej.
0
1,1
367
0,8
Zmniejszenie amortyzacji w Norwegii o 20
mln
PLN
R/R
w
związku
z
przeszacowaniem zasobów na złożu Skarv.
1,2
1,2
450
358
348
300
317
304
271
150
Gaz ziemny (lewa oś)
Ropa naftowa i kondensat (prawa oś)
0
2Q14
6
1,1
3Q14
4Q14
1Q15
2Q15
3Q15
4Q15
1Q16
Segment – Obrót i Magazynowanie (1/2)
Marża na paliwie gazowym
E +7% przy marży operacyjnej
tego produktu +2% w 1Q 2016
1Q2015
1Q2016
%
11 190
9 619
(14%)
(10 571)
(8 959)
(15%)
EBITDA
619
660
7%
Amortyzacja
(40)
(61)
55%
EBIT
579
599
4%
[mln PLN]
Przychody ze sprzedaży
Koszty operacyjne (bez amortyzacji)
Komentarz:
•
•
•
•
•
Spadek przychodów ze sprzedaży gazu
segmentu OiM z 10,7 do 9,0 mld PLN w
wyniku spadku cen sprzedaży (obniżka
taryf i aktywnie prowadzona polityka
cenowa wobec największych odbiorców).
Częściowe odwrócenie odpisu na zapasie
gazu w 1Q16 na +165 mln PLN (saldo
odpisu na koniec 1Q16 wynosi 88 mln
PLN) w efekcie spadku wolumenu gazu w
magazynach.
Udział spółki PST w przychodach ze
sprzedaży gazu: 585 mln PLN wobec 617
mln PLN w 1Q15.
Udział sprzedaży energii elektrycznej
z segmentu w przychodach w 1Q16 to 482
mln PLN wobec 447 mln PLN rok
wcześniej.
Wpływ transakcji zabezpieczających zakup
gazu zawartych w latach 2014-2015 przy
wyższych cenach rynkowych wyniósł -261
mln PLN w 1Q16 wobec -46 mln PLN w
1Q15.
7
Dodatnia marża operacyjna na gazie E
6%
Marża kwartalna
Marża średnioroczna
Dodatnia marża na paliwie gazowym E
12%
4%
4%
10%
10%
3%
2%
2%
2%
1%
2%
narastająco
10%
9%
8%
8%
8%
7%
7%
0%
0%
-2%
10%
-1%
-2%
-2%
-4%
-6%
5%
6%
-1%
-3% -1%
-3%
-3%
-3%
-3%
1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q16
4%
kwartał
9%
9%
9%
8%
8%
7%
6%
7%
7%
2%
0%
1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 3Q15 4Q15 1Q16
Segment – Obrót i Magazynowanie (2/2)
Wyniki segmentu pod
wpływem spadku cen zakupu
i sprzedaży gazu oraz
niższych R/R temperatur
Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w 1Q 2016 wyższa R/R o 0,3 mld m3, przy zwiększonym
wolumenie sprzedaży PGNiG SA na TGE o 0,5 mld m3
mld m3
10
7,7
Wolumen sprzedaży gazu GK 6,8
PGNiG
Stan magazynów gazu
8,0
6,5
7,5
4,8
3,6
3,9
3,3
5
2,77
2,72
2,5
2,06
2,05
1,80
•
•
•
•
Wpływ mroźniejszej zimy na zużycie
gazu
ziemnego
przez
odbiorców
domowych.
Znacznie
niższa
R/R
temperatura w styczniu.
Zmniejszona sprzedaż R/R w grupie
zakładów azotowych, rafinerii i petrochemii
oraz elektrowni i ciepłowni.
Zmniejszenie dostaw do pozostałych
odbiorców przemysłowych (różne sektory) i
grupy handel, usługi – wpływ zmian
sprzedawcy.
Import gazu przez PGNiG SA do Polski
zwiększył się o 5% do 2,70 mld m3
w porównaniu do 1Q15 przy wzroście R/R
pozyskaniu z kierunku wschodniego – 2,66
mld m3 i zmniejszonym o 0,7 mld m3 z
kierunku zachodniego. W 1Q15 miały
miejsce ograniczenia dostaw z kierunku
wschodniego
* PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny, PST
0,91
0
2Q14
3Q14
4Q14
1Q15
2Q15
3Q15
4Q15
1Q16
Grupa PGNiG* – wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców
mld m3
2,94
TGE
0,54
Klienci PST
Rafinerie
i petrochemia
3,45
0,76
0,32
0,27
Elektrownie
i ciepłownie
0,38
0,28
0,52
0,49
Zakłady azotowe
Handel, usługi,
hurt
0,68
0,61
Pozostali odbiorcy
przemysłowi
0,66
0,95
1Q'15
1Q'16
1,36
1,45
Odbiorcy domowi
0,0
8
1,74
1,25
Komentarz:
2,0
4,0
Segment – Dystrybucja
Wzrost wolumenu dystrybucji
o 7% przy utrzymaniu kontroli
kosztów operacyjnych
poprawia wyniki segmentu
1Q2015
1Q2016
%
Przychody ze sprzedaży
1 316
1 397
6%
Koszty operacyjne (bez amortyzacji)
(795)
(639)
(20%)
521
758
45%
(219)
(225)
3%
302
533
76%
[mln PLN]
EBITDA
Amortyzacja
EBIT
Komentarz:
•
•
•
•
Wolumen dystrybuowanych gazów o 7%
wyższy R/R sięgający 3,49 mld m3 (nowe
przyłącza i niższe temperatury w 1Q16 ).
Przychody
ze
świadczenia
usługi
dystrybucyjnej wyższe o 81 mln PLN R/R
(+6%).
Saldo przychodów i kosztów z tytułu
bilansowania systemu porównywalne R/R -150 mln PLN w 1Q16 wobec -154 mln
PLN rok wcześniej. Negatywny wpływ na
wynik
jest
zgodny
z
założeniami
temperaturowej
metody
szacowania
sprzedaży.
W 1Q15 zawiązanie rezerwy na Program
Dobrowolnych Odejść w kwocie 96 mln
PLN. Brak podobnej rezerwy w 1Q16.
Wolumen dystrybuowanych gazów
mln m3
mln PLN
4000
1500
3490
1 345
3260
2890
3000
1 260
2860
1250
1 144
1 125
2000
2020
1880
1000
1680
1590
900
840
800
750
1000
750
0
500
2Q14
9
Przychód z usług dystrybucyjnych
3Q14
4Q14
1Q15
2Q15
3Q15
4Q15
1Q16
2Q14
3Q14
4Q14
1Q15
2Q15
3Q15
4Q15
1Q16
Segment – Wytwarzanie
Wysoki wynik operacyjny
wsparty wzrostem przychodów
ze sprzedaży ciepła
Komentarz:
•
•
•
•
Rosnące o 12% przychody ze sprzedaży
ciepła: do 0,49 mld PLN przy wolumenie
wyższym o 7% i przy wzroście taryfy na
ciepło od 15.08.2015r.
Przychody ze sprzedaży z Ee na
porównywalnym poziomie R/R. Negatywny
wpływ
spadku cen sprzedaży Ee
zniwelowany
zwiększonym
o
3%
wolumenem sprzedaży oraz poprawą
dyspozycyjności bloków EC Siekierki.
Zmiana struktury zużycia paliw – spalanie
biomasy w K1 (EC Żerań) – 18 mln PLN w
1Q16.
1Q2015
1Q2016
%
688
742
8%
(378)
(380)
-
EBITDA
310
362
17%
Amortyzacja
(83)
(96)
16%
EBIT
227
266
17%
[mln PLN]
Przychody ze sprzedaży
Koszty operacyjne (bez amortyzacji)
Przychody PGNiG Termika ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej
(z produkcji, mln PLN)
mln PLN
600
485
433
•
Sprzedaż ciepła na poziomie 16,2 PJ, czyli
o 7% więcej R/R.
•
Energia elektryczna: 1,4 TWh, czyli o 3%
więcej R/R.
200
192
176
118
228
113
182
105
226
187
104
66
0
2Q14
10
388
379
400
Wolumen sprzedaży PGNiG Termika w 1Q16
(z produkcji):
Ciepło
Energia elektryczna
Spadek o 3% R/R kosztów zakupu węgla
do poziomu 260 mln PLN w 1Q16.
3Q14
66
4Q14
1Q15
2Q15
3Q15
4Q15
1Q16
Istotny spadek kosztu sprzedanego gazu
w 1Q2016
Niższe koszty sprzedanego
gazu oraz zużycia pozostałych
surowców w wyniku spadku
cen paliw
•
1Q2016
%
Paliwa do produkcji ciepła i energii
(274)
(282)
3%
Zużycie pozostałych surowców i materiałów
(154)
(113)
(27%)
Świadczenia pracownicze
(698)
(545)
(22%)
Usługa przesyłowa
(247)
(236)
(4%)
(2)
(46)
x22
Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki
Komentarz:
•
1Q2015
[mln PLN]
Redukcja zatrudnienia o 3,3 tys. osób R/R
do 24,8 tys. (-12%).
Pozostałe usługi obce
(274)
(236)
(14%)
W 1Q15 zawiązanie rezerwy na Program
Dobrowolnych Odejść w kwocie 96 mln
PLN. Brak podobnej rezerwy w 1Q16.
Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto
(318)
(48)
(85%)
25
170
x6
206
163
(21%)
(664)
(672)
1%
(2 627)
(2 265)
(14%)
(8 206)
(6 993)
(15%)
(10 833)
(9 258)
(15%)
•
Spisanie 3 odwiertów negatywnych
1Q16.
•
Ograniczenie
kosztów
na
różnych
pozycjach w ramach PPE (m.in. usługi
gazownicze, transportowe, wynajmu).
•
Częściowe odwrócenie odpisu na zapasie
gazu w 1Q16 na +165 mln PLN (saldo
odpisu na koniec 1Q16 wynosi 88 mln
PLN) w efekcie spadku wolumenu gazu w
magazynach.
Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu
Spadek kosztu sprzedanego gazu w
związku
z
niższymi
kosztami
jednostkowymi zakupu gazu ziemnego.
Koszty operacyjne ogółem
•
11
w
Zmiana stanu odpisów na zapasy
Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
Amortyzacja
Koszt sprzedanego gazu
PPE – Ponad 1/3 planu na lata 2016-18
wykonana w Q1 2016
Program prowadzi do trwałej
redukcji bazy kosztów
zarządzalnych we wszystkich
kluczowych segmentach Grupy
PGNiG
Cele Programu:
•
Zdefiniowanie celów poprawy efektywności dla poszczególnych segmentów
i podmiotów wewnątrz Grupy PGNiG oraz wynikających z nich korzyści
jakościowych.
•
Zdefiniowanie zakresu działań i przypisanie konkretnych inicjatyw
do poszczególnych segmentów biznesowych na podstawie zidentyfikowanych
obszarów poprawy efektywności.
•
Realizacja w perspektywie do końca roku 2018 roku inicjatyw poprawiających
efektywność funkcjonowania Grupy PGNiG.
114 mln zł oszczędności wypracowane w Q1 2016
Plan narastająco
PLNm
Realizacja narastająco
1200
Koszty operacyjne w ramach PPE
1000
OPEX Zarządzalny
5
800
313
564
600
OPEX ogółem
29 mld zł
w 2013 r.
OPEX pozostały
24
12
Kluczowe koszty poza PPE:
• Koszty zakupu gazu
• Koszty zakupu innych
paliw
• Koszty usług
przesyłowych
• Amortyzacja
925
+8%
+5%
289
400
726
612
612
200
275
260
275
0
2014
2015
2016-18
Informacje kontaktowe
Kalendarz publikacji raportów okresowych
Aleksandra Dobosiewicz
Kierownik Działu
Tel: +48 22 589 46 71
Kom: +48 665 004 847
Faks: +48 22 691 81 23
E-mail: [email protected]
Weronika Zając
Specjalista ds. Relacji Inwestorskich
Tel: +48 22 589 46 51
Kom: +48 885 888 870
Faks: +48 22 691 81 23
E-mail: [email protected]
12
9
sierpnia
listopada
Raport za
I półrocze 2016 r.
Raport za
III kwartał 2016 r.
Okres zamknięty:
13.07 - 12.08.2016 r.
Okres zamknięty:
27.10 - 09.11.2016 r.
Więcej informacji
Marcin Piechota
Starszy Specjalista ds. Relacji Inwestorskich
Tel: +48 22 589 43 22
Kom: +48 885 889 890
Faks: +48 22 691 81 23
E-mail: [email protected]
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A.
ul. M. Kasprzaka 25
01-224 Warszawa
www.pgnig.pl
13
Strona internetowa relacji
inwestorskich
www.ri.pgnig.pl
Załączniki
Zmiany na polskim rynku gazu
Obrót i sprzedaż detaliczna gazu
Wolumeny operacyjne
Zadłużenie i źródła finansowania
Bilans, cash flow, wskaźniki finansowe i zatrudnienie
Zmiany na polskim rynku gazu
Liberalizacja rynku gazu wpływa
na udział PGNiG w imporcie
oraz strukturę sprzedaży
Komentarz:
•
•
Od 01.08.2014 r. wolumen sprzedaży gazu
przez Grupę PGNiG zawiera zarówno
sprzedaż giełdową PGNiG SA, jak i
sprzedaż PGNiG OD do klientów
końcowych i na giełdzie.
Sprzedaż PGNiG OD uwzględnia również
gaz zaazotowany, który został ujęty w
tabeli w ekwiwalencie gazu E.
1Q2015
1Q2016
%
Grupa PGNiG ogółem
7 721
7 986
3%
PGNiG SA
4 342
4 612
6%
2 855
3 399
19%
2 843
2 597
(9%)
Wolumen sprzedaży gazu [mln m 3]
w tym PGNiG SA poprzez TGE
PGNiG Obrót Detaliczny
Udział PGNiG w imporcie gazu do Polski*
* Uwagi:
Dane na wykresie nie wskazują na udział
w polskim rynku gazu. Pochodzą one
z publikowanych przez OGP Gaz-System
wolumenów gazu przesyłanych przez
interkonektory.
15
100%
80%
60%
40%
20%
0%
01'13
04'13
06'13
09'13
12'13
03'14
06'14
09'14
12'14
03'15
03.2016: 80%
•
Wykres przedstawia udział PGNiG SA w
przepływach gazu do Polski na punktach
OGP Gaz-System (bez uwzględnienia
tranzytu gazociągiem jamalskim oraz bez
eliminacji eksportu), dane miesięczne.
Wzrost udziału PGNiG w imporcie
zauważalny w 1Q16 spowodowany przede
wszystkim przez spadek eksportu na
Ukrainę.
03.2015: 84%
•
06'15
09'15
12'15
03'16
Obrót i sprzedaż detaliczna gazu
po 1 sierpnia 2014r.
Sprzedaż do największych
klientów: pow. 25 mln m3 rocznie
4,6 mld m3 sprzedanego gazu w 2014 r.
4,3 mld m3 sprzedanego gazu w 2015 r.
Wydobycie
PGNiG SA
Zakup gazu
Sprzedaż bezpośrednia
0,93 mld m3 gazu w 2014 r.
0,72 mld m3 gazu w 2015 r.
Towarowa Giełda Energii
3,74 mld m3 w 2014 r.
8,09 mld m3 w 2015 r.
Towarowa Giełda Energii
(TGE)
PGNiG Obrót
Detaliczny
Sp. z o.o.
6,7 mln klientów
zużycie 7,7 mld m3 gazu w 2014 r., z czego
PGNiG OD dostarczyła w okresie sierpieńgrudzień ponad 3,2 mld m3
zużycie 7,5 mld m3 gazu w 2015 r.
Sprzedaż na TGE realizowana przez PGNiG SA oraz zakupy na TGE przez PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o.,
która rozpoczęła działalność operacyjną 1 sierpnia 2014 roku, nie podlegają eliminacji w sprawozdaniu
skonsolidowanym i są wykazywane w segmencie Obrót i Magazynowanie.
Dane w przeliczeniu na gaz wysokometanowy (bez eliminacji w ramach Grupy).
16
Wolumeny operacyjne
WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO GK PGNiG [mln m3]
Q1 2016
509
359
150
670
657
13
1 179
84
FY 2015
2 031
1 458
573
2 599
2 547
52
4 629
81
Q4 2015
508
369
138
691
677
13
1 198
84
Q3 2015
515
359
156
622
610
12
1 137
80
Q2 2015
507
362
145
602
589
13
1 109
79
Q1 2015
501
367
134
684
671
13
1 185
83
FY 2014
1 876
1 457
419
2 627
2 569
58
4 503
80
Q4 2014
440
368
73
692
677
14
1 132
79
Q3 2014
475
361
114
582
567
15
1 057
74
Q2 2014
482
362
120
650
636
15
1 132
80
Q1 2014
479
367
112
704
690
14
1 182
85
7 572
764
413
7 986
218
21 665
2 271
1 335
23 000
764
6 151
608
390
6 541
201
3 674
639
262
3 936
176
4 521
502
282
4 803
175
7 320
522
401
7 721
212
17 358
1 760
1 252
18 609
800
6 470
488
334
6 804
205
3 284
363
272
3 556
177
3 078
444
271
3 349
180
4 526
465
375
4 900
238
2 704
2 657
9 330
8 155
1 863
1 774
2 398
2 329
2 495
2 219
2 574
1 833
9 700
8 097
2 423
1 751
2 143
1 805
2 594
2 515
2 541
2 026
Wydobycie ropy naftowej i kondensatu
w tym w Polsce
w tym w Norwegii
Wydobycie razem przeliczone na kbbl/d
348
203
145
28
1 428
765
664
29
358
207
151
29
367
204
163
29
317
147
170
26
386
207
180
31
1 207
789
418
24
271
214
57
22
304
188
116
24
310
184
126
25
322
203
119
26
Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu
w tym w Polsce
w tym w Norwegii
398
205
193
1 391
772
619
315
211
104
356
196
160
372
148
224
348
217
131
1 169
780
389
249
213
36
262
181
81
373
185
188
287
201
85
16 152
1 390
36 209
3 487
12 643
1 136
2 701
328
5 810
674
15 055
1 349
36 617
3 555
12 980
1 132
2 867
386
5 336
648
15 434
1 390
GAZ WYSOKOMETANOWY (E)
w tym w Polsce
w tym w Norwegii
GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E)
w tym w Polsce
w tym w Pakistanie
RAZEM (przeliczony na E)
Wydobycie razem przeliczone na kboe/d
SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO w GK PGNiG [mln m3]
GAZ WYSOKOMETANOWY (E)
w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG
GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E)
RAZEM (przeliczony na E)
w tym sprzedaż bezpośredion ze złóż
IMPORT GAZU ZIEMNEGO przez PGNiG SA [mln m3]
Razem
w tym: kierunek wschodni
ROPA NAFTOWA w GK PGNiG [tys. ton]
PGNiG TERMIKA
Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ]
Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh]
17
Zadłużenie i źródła finansowania
Mocna pozycja finansowa
Źródła finansowania (stan na 31.03.2016 r.)
mln PLN
10000
dostępne
wykorzystane
8000
6000
8 500
4000
2 990
2 000
2000
200
2 500
1 000
1 300
2 130
Program BGK (2024)
Reserve Based Loan (2022)
Euroobligacje (program
ważny do 2016;
zapadalność emisji 2017)
0
Obligacje gwarantowane
(programy ważne do 20192020)
Obligacje krajowe (2017)
Zadłużenie na koniec kwartału
mld PLN
Komentarz:
•
•
Dostępne programy na 14,7 mld PLN, w
tym 9,7 mld PLN gwarantowane.
W sierpniu 2015 PGNiG Upstream
International podpisało nową umowę
kredytu zabezpieczonego złożami (reserve
based loan), powiększając jego wartość do
400 mln USD. Tym samym zwiększyła się
skala
samofinansowania
PUI
oraz
możliwości finansowe Grupy PGNiG.
Kredyt ma charakter odnawialny i został
udzielony na okres siedmiu lat, z
dwuipółrocznym okresem karencji.
18
10
Zadłużenie
Dług netto
7,3
8
6,1
5,8
6
6,4
5,4
6,4
6,4
5,2
4
2
2,5
3,4
1,6
2,9
0,7
-0,2
0,1
0
2Q14
3Q14
4Q14
1Q15
2Q15
3Q15
4Q15
1Q16
-2
-1,9
-4
Bilans, rachunek przepływów
pieniężnych, wskaźniki finansowe
i zatrudnienie
Bilans Grupy (stan na 31.03.2016 r.)
Zatrudnienie (stan na koniec roku)
mln PLN
tys.
60 000
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Kapitał własny
Pozostałe segmenty
40
50 000
14 195
40 000
30
32,3
31,2
2,3
1,1
2,0
1,1
29,3
1,6
1,1
13,3
13,1
12,2
20
36 765
Poszukiwanie i wydobycie
25,7
1,3
1,1
10,7
8 045
10 000
5,0
10 811
0
Obrót i magazynowanie
2,2
13,9
20 000
Dystrybucja
33,1
32 103
30 000
Wytwarzanie
Aktywa
4,7
4,4
4,2
3,7
10
Pasywa
12,1
11,0
10,8
10,2
8,9
31 grudnia 2011
31 grudnia 2012
31 grudnia 2013
31 grudnia 2014
31 grudnia 2015
Rentowność i wskaźniki płynności
0
ROE
11,0%
ROA
9,4%
8,2%
8,0%
6,9%
6,7%
6,6%
Skonsolidowane przepływy pieniężne (01.01.2016 r. - 31.03.2016 r.)
5,8%
5,0%
4,3%
4,7%
mln PLN
4,3%
4,0%
10 000
+1 769
8 000
2,0%
2011
2012
2013
+576
+672
2 014
+17
-155
-56
-768
2015
6 000
3,0
Wskaźnik bieżącej płynności
Wskaźnik szybki bieżącej płynności 2,2
2,4
6 238
2,1
1,2
0,9
1,2
0,7
2011
19
2 000
1,6
1,1
0,6
8 292
4 000
1,6
1,8
0,0
2,5
0
0,9
2012
Gotówka
(01.01.2015)
2013
2 014
2015
Zysk brutto
Amortyzacja
Podatek
dochodowy
zapłacony
Pozostałe
korekty
Zmiana KO
CF
inwestycyjny
Pozostały CF
finansowy
Gotówka
(31.12.2015)